嗜盐原油降解混合菌处理采出水特性研究

孙志超,刘力嘉,王明艳,王文娜,宫禧茴,李召悦,刘春爽

(中国石油大学(华东) 化学化工学院,山东 青岛 266580)

油田开采过程中地层水和注入水会随着原油一起被采出,在地面进行油水分离后产生大量采油污水,水量高达油田开发污水总量的90%以上[1]。采出水具有高原油、高矿化度、含硫化物等特点[2],由于产量巨大常常在处理后作为油田注水资源化回用。常规的采出水处理方法主要以“沉降→混凝→过滤”工艺为主,虽具有流程短、操作简单、效果好等特点,却存在药剂消耗量大、含油污泥产量大、处理成本高等问题[3]。与之相比,生物法具有剩余污泥产率低、出水无二次污染、处理成本低的特点,在采出水处理领域具有广泛应用前景[4]。

作为生物处理工艺的核心,原油降解菌对于采出水处理效果具有决定性作用。常见的原油降解菌有不动杆菌属、芽孢杆菌属、红球菌属等,以及嗜盐菌如嗜盐放线多孢菌、盐杆菌属、嗜盐碱杆菌属等[5-6]。商洪国[7]等从海底沉积物中分离出石油烃降解菌,结果表明混合菌群实现了对采出水中总石油烃的最大去除率(90.47%)。查代巧[8]等从土壤中分离出石油降解菌,结果表明菌株在NaCl含量范围为0～100 g/L之间都能生长,菌株对总石油烃降解量的贡献度可达50%以上。以上研究对于降解菌原油耐受、高矿化度耐受考虑较充分,但对于对硫化物耐受性关注较少。水中的硫化物可透过细胞膜,进入细胞内部,使胞内酶失活,对细菌产生毒害效应。而且硫化物为丝状菌的繁殖提供了营养物质,使好氧池易发生污泥膨胀,大大降低生化系统对COD、原油等污染物的去除率,使得出水水质变差[9]。

基于此,本研究通过从采出水、含油污泥中筛选耐盐耐硫化物原油降解单菌,并将其复配构建出原油降解混合菌,分别通过摇瓶实验和连续流实验研究其采出水处理效能,研究结果不仅为采出水处理提供菌种资源,还为含硫含盐采出水处理提供了技术参考。

1 材料与方法

1.1 样品采集

采出水取自克拉玛依油田石西联合站。含油污泥取自克拉玛依油田石西联合站,取样后密封备用。活性污泥取自克拉玛依油田采油二厂水处理站,取样后密封放冰箱备用。油样取自克拉玛依油田采油二厂采油井原油。

1.2 培养基

LB 培养基:蛋白胨10 g/L,酵母粉5 g/L,氯化钠10 g/L,琼脂20 g/L(固体培养基用),pH值7.2～7.4。

无机盐培养基(MSM):NaCl 21 g/L,NaHCO31.1 g/L,Na2SO41.4 g/L,CaCl20.8 g/L,MgCl20.8 g/L,pH值7.4～7.7。

1.3 原油降解菌的富集、筛选复配

将5 mL采出水或5 g污泥样品和0.05 g油样加到100 mL 含15 mg S2-的MSM中,于30 ℃、150 r/min摇床恒温培养5～7 d后,按照5%接种量转接至新鲜培养基中继续富集,直至连续富集3次后原油降解率稳定。选取降解率最高的3组混合菌群,稀释涂布,从平板上选取不同形态特征的菌落进行划线分纯。选取效果最好的4株进行复配,构建原油降解混合菌TG-1。同时将4株菌送至上海生工生物公司进行测序。测序结果在Gen-Bank上与已知的16SrDNA进行BLAST比对,确定其菌属。纯化菌种于-80 ℃冰箱中保存备用。

1.4 原油降解混合菌的特性研究

将培养至对数期后期的混合菌群按5%接种量接种到100 mL灭菌采出水中,在温度为30 ℃,转速150 r/min条件下振荡培养,分别考察培养矿化度、原油浓度和初始硫化物浓度对原油降解率的影响。

1.5 原油降解混合菌采出水处理连续流实验

采用生物接触氧化装置进行混合菌TG-1的采出水处理效果连续流实验探究。反应器总容积30 L,有效容积25 L,内部填有组合填料,填充率为40%左右。从一侧底部进水,另一侧顶部出水。反应器启动时,按照5%比例接种TG-1混合菌,接种后间歇运行挂膜7 d后,连续流进水,考察TG-1采出水处理效果。

2 实验结果与讨论

2.1 嗜盐耐硫原油降解单菌筛选及其复配

从采出水、含油污泥和活性污泥样品中经初筛、复筛得到以原油为唯一碳源的嗜盐耐硫石油降解单菌四株。对四株菌进行16SrDNA测序,结果经BLAST比对,结果见表1。

表1 四株单菌16SrDNA测序BLAST比对结果

将4菌株按1∶1∶1∶1体积比例进行复配,测定其原油降解率,将复配所得混合菌作为后续采出水处理混合菌并命名为TG-1。四株单菌和混合菌TG-1对培养基中500 mg/L的原油3 d的降解率如图1所示,其中混合菌TG-1的降解率达到了90.52%。

图1 四株单菌和混合菌TG-1的降解率

2.2 不同影响因素对目标菌株降解的影响

2.2.1 矿化度的影响

为考察矿化度对降解效果的影响,在30 ℃、150 r/min的条件下,将混合菌TG-1分别在矿化度为 10,15,20,25,30,50和100 g/L下培养3 d,结果如图2所示。

图2 矿化度对降解率的影响

结果表明矿化度越高降解效果会越差。当矿化度高于50 g/L时,混合菌里部分不耐高盐条件的微生物生长缓慢甚至无法生长繁殖,不利于原油的降解[10],但降解率依然在50%左右。因此,混合菌TG-1能适应高矿化度条件的进水,最适合矿化度范围为10～30 g/L。

2.2.2 原油浓度的影响

分别设置培养基内的初始原油质量浓度为100,200,500,700和1 000 mg/L,将混合菌TG-1接种于培养基后在30 ℃和150 r/min的条件下培养3 d,考察原油浓度对降解率的影响(图3)。

图3 原油浓度对降解率的影响

由图3可见,原油质量浓度在500 mg/L以上时,随着原油浓度的升高,混合菌对原油的降解率降低,降解效果变差。这是因为原油浓度过高影响了微生物细胞与周围环境的物质交换,造成微生物中毒;并且原油浓度过高会在培养基表面形成油膜,影响氧气向培养基中扩散,导致微生物的生长繁殖因缺氧而受到抑制[11]。此外,石油烃浓度增大时,碳氮磷比例失衡,氮磷浓度相对不足,不能满足微生物降解石油烃的需要,使降解率大幅降低[12]。综上来看,混合菌TG-1最适原油质量浓度为500 mg/L。

2.2.3 硫化物浓度的影响

将混合菌TG-1分别接种于硫化物质量浓度为20,50,100,150,200 mg/L的100 mL模拟培养基中,硫化物选用Na2S·9H2O,在30 ℃、150 r/min条件下培养3 d,测定混合菌群对原油的降解效果,确定混合菌的硫化物耐受范围,结果如图4所示。

图4 硫化物浓度对降解率的影响

随着硫化物浓度的升高,混合菌对原油的降解率降低,降解效果变差。当硫化物质量浓度达到200 mg/L左右时,对微生物的生长以及原油降解效果抑制显著。因此混合菌TG-1对硫化物的耐受范围是0～150 mg/L。

2.3 混合菌TG-1连续处理采出水的效果

图5为混合菌TG-1在生物接触氧化装置中对连续流采出水的处理结果。整个装置运行期间,pH值保持在7～8,装置内溶解氧质量浓度为4～5 mg/L,温度保持在30 ℃左右。水力停留时间(HRT)设定为12 h,并逐渐缩短至4 h。随着进水原油质量浓度从10,20 mg/L一直提升到50和100 mg/L,出水原油浓度一直保持在15 mg/L以下,出水水质满足克拉玛依油田注水水质标准A2。

图5 混合菌TG-1连续处理采出水原油浓度的变化

3 结论

(1)从克拉玛依油田石西联合站的采出水和含油污泥以及克拉玛依油田采油二厂水处理站的活性污泥中富集筛选出4株单菌,分别为不动杆菌(Acinetobacter)、副蕈状芽胞杆菌 (Bacillusparamycoides)、芽孢杆菌(Bacillussp.)、肠杆菌(Enterobactersp.)。将4株筛选出的单菌按照1∶1∶1∶1的体积比例进行复配,得到混合菌株TG-1,对500 mg/L原油的降解率达到90.52%。

(2)通过实验发现混合菌TG-1降解原油的最佳培养时间为48 h,最佳氮磷质量比为10∶1,最适矿化度范围在30 g/L以下,最高耐受硫化物质量浓度可达150 mg/L,原油质量浓度不高于500 mg/L去除效果最好。

(3)混合菌TG-1在生物接触氧化装置中对连续流采出水中原油的处理效果满足克拉玛依油田注水水质标准A2。